350MW供熱機組低壓缸零出力經(jīng)濟運行研究

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(遼寧東發(fā)電有限公司，遼寧 撫順 113007)

隨著風電、光伏、核電的快速發(fā)展以及國家對可再生能源消納力度加大，由于電力產(chǎn)能過剩導致電網(wǎng)調(diào)峰問題十分突出。遼寧地區(qū)由于熱電機組占火電機組近70%，再加上傳統(tǒng)的“以熱定電”模式導致采暖期調(diào)峰尤為困難，棄風、棄核問題更加嚴重。德國、丹麥等國家通過蒸汽旁路、儲熱、電鍋爐等技術(shù)使部分供熱機組的電出力調(diào)節(jié)能力達到60%～80%額定負荷[1-4]。國內(nèi)方面，2016 年以來國家能源局陸續(xù)出臺了一系列關(guān)于火電靈活性改造方面的政策，確定了22個火電靈活性改造示范試點項目，旨在深度挖掘煤電機組調(diào)峰潛力，提升煤電機組運行靈活性[5]，同時在如何實現(xiàn)熱電解耦、低負荷穩(wěn)燃等方面提出多種改造路線，預期將使熱電機組最小技術(shù)出力達到 40%～50%額定容量，純凝機組最小技術(shù)出力達到30%～35%額定容量。

某發(fā)電公司1號機組為哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)的N350-16.7/538/538型亞臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸、雙排汽凝汽式汽輪機。中低壓連通管打孔抽汽，接引一路供熱抽汽，額定抽汽壓力為0.85 MPa，設(shè)計最大抽汽流量為375 t/h[6]，采暖期接帶670萬m2供熱面積。變工況下，通過調(diào)整中低壓缸連通管蝶閥的開度，控制熱網(wǎng)供汽流量及低壓缸進汽流量。由于機組供熱面積大，采暖中期機組負荷率必須保證在60%負荷率以上才能保證采暖參數(shù)，機組靈活性差，低谷期間沒有調(diào)峰能力。為緩解熱電之間的矛盾，進一步提升該機組靈活性，綜合當前靈活性改造技術(shù)特點，該公司選擇了適合生產(chǎn)實際的汽輪機低壓缸切除技術(shù)，最大限度實現(xiàn)熱電解耦運行。

本文通過對機組改造后運行方式的探索和研究，提出了350 MW供熱機組低壓缸零出力工況下的經(jīng)濟運行優(yōu)化策略。

1 低壓缸零出力改造

低壓缸高真空運行條件下，采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進汽管道進低壓缸高真空運行條件下，采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進汽管道進汽，通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，帶走低壓缸零出力后低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動產(chǎn)生的鼓風熱量，保持低壓缸處于預熱狀態(tài)，解除了低壓缸最小蒸汽流量的制約，在供熱量不變的情況下，可顯著降低機組發(fā)電功率，實現(xiàn)深度調(diào)峰。改造總體工作范圍包括：

(1)配套自動控制系統(tǒng)改造;

(2)供熱蝶閥改造;

(3)增設(shè)低壓缸冷卻蒸汽系統(tǒng);

(4)配套汽輪機本體運行監(jiān)視測點改造;

(5)低壓葉片運行安全性校核。

2 供熱、調(diào)峰能力及經(jīng)濟性對比

2.1 供熱能力對比

低壓缸切除供熱改造前、后，不同鍋爐負荷下汽輪機供熱抽汽能力的核算結(jié)果見表1、表2所示[7]。

表1改造前機組不同工況熱力特性匯總

項目機組最小出力40%MS50%MS75%MS100%MS發(fā)電功率/MW79.19107.2134.1185.5228.5主蒸汽流量/t·h-1250.98421.2526.5789.81 053采暖抽汽量/t·h-1/86.00157317462

表2改造后機組不同工況熱力特性匯總

項目機組最小出力40%MS50%MS75%MS100%MS發(fā)電功率/MW47.1275.10101.8152.1194.97主蒸汽流量/t·h-1250.98421.2526.5789.81 053采暖抽汽量/t·h-1177271342502648

注：表內(nèi)MS(Main Steam)指鍋爐額定主汽流量。

可以看出：在相同的主蒸汽流量情況下，改造后機組采暖抽汽流量比改造前高約185 t/h, 供熱負荷增加142 MW；機組的發(fā)電能力比改造前減少了約32 MW。改造后機組供熱特性如圖1所示。在相同發(fā)電負荷的條件下，機組供熱能力增加約300 t/h。

2.2 調(diào)峰能力對比

低壓缸切除改造前后相同供熱負荷條件下機組調(diào)峰能力核算如表3所示。當供熱負荷為240 MW、288 MW和336 MW三種工況條件下，對比核算了鍋爐最小出力Qmin、鍋爐額定出力Qnom以及切缸Qqg改造后對機組調(diào)峰能力的影響。

表3改造前、后機組調(diào)峰特性

項目供熱負荷240 MW供熱負荷288 MW供熱負荷336 MWQminQnomQqgQminQnomQqgQminQnomQqg發(fā)電功率/MW183.1263.692.5200.3248.7111217.7234.5128主蒸汽量/t·h-1776.81 053478885.71 0535799991 053680采暖抽汽流量/t·h-1309.5310.5310371.5372.5375433434.5437供熱量/MW240240240288288288336336336

可以看出：相比于改造前鍋爐最小出力Qmin工況，保證對外供熱負荷不變的條件下切缸改造后可使發(fā)電功率下降約90 MW，大大提高了機組的調(diào)峰能力。改造前、后機組調(diào)峰能力如圖2所示。

2.3 經(jīng)濟性對比

選取供熱負荷分別為240 MW、288 MW和336 MW三種工況，對切缸前最小出力與切缸后核算結(jié)果見表4。

可以看出：(1)240 MW工況，較改造前Qmin工況熱耗率下降約1871.0 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電煤耗分別下降約69.7 g/(kW·h)。(2)288 MW工況，較改造前Qmin和Qnom工況熱耗率分別下降約1 792.0 kJ/(kW·h)和2 088.2 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電煤耗分別下降約66.8 g/(kW·h)和77.8 g/(kW·h)。(3)336 MW工況，較改造前Qmin和Qnom工況熱耗率分別下降約1 692.8 kJ/(kW·h)和1 786.8 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電煤耗分別下降約63.1 g/(kW·h)和66.6 g/(kW·h)。

表4改造前、后機組經(jīng)濟特性

項目供熱負荷240 MW供熱負荷288 MW供熱負荷336 MWQminQqgQminQqgQminQqg發(fā)電功率/MW183.0792.47200.32110.81217.76128.54主蒸汽流量/t·h-1776.8478.5885.7579.0999.0680.0鍋爐出力系數(shù)/[%]73.845.484.155.094.964.6主蒸汽壓力/MPa13.461014.7410.0416.0311.75主蒸汽溫度/℃538.0532.61538.0532.6538.0538.0再熱熱段蒸汽流量/t·h-1649.86408.28737.75492.95827.87576.7再熱熱段蒸汽壓力/MPa2.461.532.801.853.142.16再熱熱段蒸汽溫度/℃538.0511.6538511.6538.0538.0低壓缸排汽流量/t·h-1180.0020.00180.5020.0180.4920.00采暖抽汽壓力/MPa0.650.450.750.500.850.60采暖抽汽溫度/℃341.8336.0343.7324.9344.7327.9采暖抽汽量/t·h-1309.5310.4371.5375.4433.0437.4供熱量/MW240.0240.0288.0288.0336.0336.0發(fā)電熱耗率/kJ·(kWh)-16 445.54 574.56 270.64 478.66 136.14 443.3發(fā)電煤耗率/g·(kWh)-1240.2170.5233.7166.9228.7165.6

3 經(jīng)濟運行優(yōu)化策略

3.1 參與深度調(diào)峰優(yōu)化運行方式

根據(jù)《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》(東北監(jiān)能市場[2016]252號)對調(diào)峰輔助服務保障、深度調(diào)峰交易的報價方式及價格機制等做出的相關(guān)規(guī)定，參與調(diào)峰輔助服務交易不影響電廠年度電量計劃的執(zhí)行。實時深度調(diào)峰交易采用“階梯式”報價方式，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限詳見表5[8]。

表5東北電力輔助服務市場運營規(guī)則

時期報價檔位火電廠類型火電廠負荷率/[%]報價下限/元·(kWh)-1報價上限/元·(kWh)-1第一檔純凝火電機組40<負荷率≤4800.4供熱期熱電機組40<負荷率≤50第二檔全部火電機組負荷率≤400.41

在供熱期供熱負荷達到207 MW，全網(wǎng)需要調(diào)峰資源時，1號機組切缸運行，負荷降至75 MW，供熱抽汽量271 t，2號機組帶少量抽汽暖管，電負荷降至150 MW，全廠負荷率32%，低于供熱補償?shù)诙n負荷率，每小時可獲得調(diào)峰補償：

第一檔為70×(0.5-0.4)×0.4=2.8萬元，第二檔70×(0.4-0.32)×1=5.5萬元。合計每小時可獲得補償2.8+5.5=8.3萬元。依此類推見表6不同供熱負荷調(diào)峰收益。

表6不同供熱負荷調(diào)峰收益

項目供熱負荷/MW2082402893363881號機組發(fā)電功率/MW75931111291522號機組發(fā)電功率/MW150150150150150全廠發(fā)電功率/MW225243261279302第一檔補償/萬元2.82.82.82.81.92第二檔補償/萬元5.53.71.9合計補償/萬元8.36.54.72.81.92

表6可知，在供熱負荷≤388 MW時，在電網(wǎng)火電機組深度調(diào)峰時1號機組切缸運行，2號機組負荷降至150 MW，全廠可獲得較高調(diào)峰補償收益。

3.2 非參與深度調(diào)峰優(yōu)化運行方式

在機組非調(diào)峰狀態(tài)對比全廠發(fā)電負荷、供熱負荷相同條件下切缸前后煤耗情況，通過熱力計算如表7所示[9]，在相同發(fā)電負荷及供熱負荷的情況下全廠發(fā)電煤耗降低12～26 g/kWh，從優(yōu)化經(jīng)濟運行方式角度出發(fā)，在供熱抽汽量低于500 t/h的情況下，1號機組低壓缸零出力投入運行，2號純凝狀態(tài)運行相比兩臺機組均正常供熱經(jīng)濟性更高，考慮到摻燒褐煤后，煤質(zhì)熱值低，在全廠供熱負荷低于500 t/h，發(fā)電負荷低于400 MW情況下，采用一臺機組低壓缸零出力運行，另一臺機組純凝運行方式，機組運行經(jīng)濟性更高。

4 結(jié)論

某發(fā)電公司1號汽輪機低壓缸零出力改造后，供熱期機組出力既滿足供熱要求，又能實現(xiàn)深度調(diào)峰。通過參與深度調(diào)峰和非參與深度調(diào)峰兩種運行方式研究，優(yōu)化機組經(jīng)濟運行策略，確保機組可實現(xiàn)深度調(diào)峰與經(jīng)濟運行效益最大化，同時為消納清潔能源做出巨大貢獻，具有良好的社會效益。

表7供熱負荷不同全廠發(fā)電煤耗情況

全廠電負荷350 MW抽汽量/t·h-1300400500切缸前發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1292.9278.8265切缸后發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1266.4254.6244.2切缸后發(fā)電煤耗降低值/g·(kW·h)-126.524.220.8全廠電負荷400 MW抽汽量/t·h-1300400500切缸前發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1292.9278.8265切缸后發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1267.7256.6247.1切缸后發(fā)電煤耗降低值/g·(kW·h)-125.222.217.9全廠電負荷480 MW抽汽量/t·h-1300400500切缸前發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1292.9278.8265切缸后發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1276.2266.9252.2切缸后發(fā)電煤耗降低值/g·(kW·h)-116.711.912.8

注：表內(nèi)切缸后數(shù)據(jù)指在1號機組切缸運行工況，2號機組純凝工況狀態(tài)下核算的數(shù)據(jù)。